Содержание к диссертации
Введение
1. Промысловые условия и проблемы эксплуатации нефтепромыслового оборудования на мелких месторождениях высоковязкой нефти Татарстана 9
1.1 Краткая геолого-физическая характеристика мелких месторождений высоковязкой нефти 9
1.2 Актуальные проблемы освоения мелких месторождений высоковязкой нефти 19
1.3 Обзор научной литературы по проблемам эксплуатации нефтепромыслового оборудования и методам борьбы с осложнениями 21
1.4 Опыт работ по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин месторождений Татарстана 36
Выводы по главе 1 40
2 Повышение эффективности разработки и эксплуатации мелких месторождениях высоковязкой нефти (на примере Курмышского месторождения) 42
2.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Курмышского месторождения 42
2.2 Повышение эффективности системы поддержания пластового давления..
2.2.1 Оптимизация системы поддержания пластового давления низконапорными трубопроводами
2.2.2 Обоснование использования технологии внутрискважинного перепуска воды 51
2.3 Обоснование способов и режимов эксплуатации скважин 55
2.3.1 Обоснование режимов отбора скважиной жидкости 55
2.3.2 Обоснование эффективности применения внутрискважинного оборудования для подъема высоковязкой нефти..
2.4 Обоснование методов предотвращения асфальтосмолопарафинистых отложений 62
2.5 Разработка комплекса рекомендаций по использованию нефтепромыслового оборудования 66
2.6 Повышение эффективности контроля и управления нефтегазопромысловым оборудованием 69
Выводы по главе 2 71
3 Повышение эффективности сбора и подготовки продукции скважин в условиях мелких месторождений высоковязкой нефти 74
3.1 Обоснование герметизированной системы промыслового сбора и подготовки продукции скважин 74
3.2 Исследование влияния деэмульгаторов на водонефтяные эмульсии ...
3.2.1 Методика лабораторных исследований 79
3.2.2 Анализ результатов лабораторных исследований 83
3.3 Оптимизация системы промысловых трубопроводов 87
Выводы по главе 3 89
4 Совершенствование и разработка комплекса технологических и технических решений подготовки продукции скважин и рабочего агента для поддержания пластового давления на Курмышском 91
месторождении..
4.1 Совершенствование технологии подготовки рабочего агента для поддержания пластового давления разработанными техническими 91
решениями
4.1.1 Обоснование использования попутного газа для подготовки рабочего агента и увеличения притока нефти в скважину
4.1.2 Совершенствование технологии подготовки рабочего агента для поддержания пластового давления .
4.2 Совершенствование технологии подготовки нефти в промысловых условиях
4.3 Технико-экономическая оценка результатов внедрения предложенных технологий
Выводы по главе 4 125
Основные выводы и рекомендации 127
Библиографический список использованной литературы
- Обзор научной литературы по проблемам эксплуатации нефтепромыслового оборудования и методам борьбы с осложнениями
- Обоснование использования технологии внутрискважинного перепуска воды
- Исследование влияния деэмульгаторов на водонефтяные эмульсии
- Обоснование использования попутного газа для подготовки рабочего агента и увеличения притока нефти в скважину
Обзор научной литературы по проблемам эксплуатации нефтепромыслового оборудования и методам борьбы с осложнениями
Современные условия разработки нефтяных месторождений Татарстана на поздней стадии характеризуются постоянным поиском наиболее эффективных технологических мероприятий, направленных на стабилизацию и наращивание добычи нефти, в том числе путм вовлечения в разработку мелких месторождений высоковязкой нефти, добыча которых характеризуется различного рода осложнениям и, как следствие, ростом удельных энергозатрат.
Проблемам эксплуатации нефтепромыслового оборудования в системе добычи, сбора и подготовки скважинной продукции посвящено большое количество научных трудов российских ученых. Значительный вклад в развитие технологий сбора и подготовки продукции скважин и мероприятий по борьбе с осложнениями внесли следующие исследователи: Антониади Д.Г., Башкирцева Н.Ю., Глущенко В.Н., Дроздов А.Н., Зейгман Ю.В., Ибатуллин Р.Р., Мансуров Р.И., Маринин Н.С., Мищенко И.Т., Петров А.А., Позднышев Г.Н., Рогачев М.К., Саватеев Ю.Н., Сахабутдинов Р.З., Стрижнев К.В., Тронов В.П., Хамидуллин Р.Ф., Шарифуллин А.В. и ряд других ученых [12 –30]. Наиболее часто возникающие осложнения при эксплуатации мелких месторождений высоковязких нефтей: образование АСПО, высоковязких эмульсий, коррозия скважинного оборудования, влияние мехпримесей на работу насосного оборудования. Комплексное влияние указанных и прочих факторов обуславливает снижение дебита скважин, приводит к повышенному износу оборудования и дополнительным энергетическим и материальным затратам в процессе добычи, сбора и подготовки нефти.
Различного рода осложнения ухудшают показатели эксплуатации скважин и приводят к общему разбалансированию системы разработки, разрежению сетки скважин (по причине остановки скважин), снижению эффективности контроля за разработкой объекта и, в конечном счете, к снижению КИН.
Ниже рассмотрены основные причины осложнений, механизмы их формирования и традиционные методы борьбы с осложнениями. Отложения асфальтосмолопарафиновых веществ Одной из проблем, вызывающих осложнения на основных элементах нефтепромыслового оборудования, являются асфальтосмолопарафиновые отложения. В проточной части оборудования и на внутренней поверхности труб накопление АСПО приводит к падению производительности системы, сокращению межремонтного периода эксплуатации скважин, снижению эффективности работы насосных установок или к полному прекращению подачи, а также увеличивает аварийность эксплуатации оборудования вследствие роста нагрузок [12, 13].
Парафины характеризуются высокой степенью устойчивости к воздействию различного рода химических агентов (кислотных, щелочных растворов и др.), легко окисляются при контакте с кислородом.
Содержание в нефти смолистых веществ возрастает в процессе испарения и окисления, а также при контакте с водой. Асфальтены также отнесены к группе смолистых соединений, массовое содержание которых в нефтях достигает 5,0 %. Они являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти [12].
Исследования нефтей мелких месторождений Татарстана, показывают, что компонентный состав АСПО меняется в широких пределах. В зависимости от условий образование АСПО происходит в результате: 1) снижения забойного давления и связанного с этим нарушения гидродинамического равновесия газожидкостной системы; 2) уменьшения температуры в пласте и стволе скважины; 3) интенсивного газовыделения; 4) изменения скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов. На образование АСПО оказывают влияние определенный состав углеводородов в каждой фазе смеси, соотношение объема фаз, состояние поверхности труб [13]. Как показывает производственный опыт нефтяников Татарстана, основными местами образования отложений парафина являются: насосно-компрессорные трубы (НКТ), скважинные насосы, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.
Рассмотрим случай, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом. Равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя [13].
Выпадение парафина на стенках эксплуатационной колонны и в приемной части насоса происходит по причине меньшего давления на приеме насоса, чем давление насыщения нефти газом [12]. В колонне НКТ образуются две зоны. Первая – выкидная часть насоса: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этом интервале минимальна. Вторая – зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина.
Борьба с отложениями предусматривает проведение работ по двум основным направлениям: предупреждение образования отложений и удаление уже образовавшихся АСПО (рисунок 1.5) [14, 15, 17]. На практике используются следующие методы удаления АСПО: химические, механические и тепловые [18 – 23, 31 – 33]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии, защитой от солеотложений, с процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока. В настоящее время используются следующие тепловые методы: 1) обработка горячей нефтью, водой или острым паром в качестве теплоносителей; 2) использование электропечей и ТЕНов; 3) применение электрических депарафинизаторов (подогреватель индукционного типа) для подогрева нефти в скважине; 4) применение специальных реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
Обоснование использования технологии внутрискважинного перепуска воды
Система ППД должна быть дополнена: возможностью управления целевой закачкой воды разного -качества по одним и тем же трубопроводам; утилизацией водонефтешламов различных типов для целей ППД и повышения нефтеотдачи пластов. Кроме того, необходимо: - осуществлять поинтервальное вскрытие пластов и их освоение при повышенных давлениях нагнетания; - обеспечивать перемычками и осуществлять периодическую радиальную или круговую промывку водоводов; - организовывать плановую работу нагнетательной скважины в режиме принудительных или самоизливов для очистки призабойных зон с утилизацией изливаемого шлама; - оборудовать скважины (по необходимости) индивидуальными насосами и осуществлять перевод ряда трубопроводов из категории высоконапорных в низконапорные; - для очистки воды целесообразно применять коагулянты, обеспечивающие высаживание тонкодисперсной части тврдо-взвешанных частиц из воды; - замену труб на металло-пластмассовые целесообразно осуществлять в скважинах, которые гарантированно прослужат расчетное время, обеспечат экономический эффект и не будут преждевременно выведены из работы по геологотехническим причинам.
Для обеспечения запланированной добычи и достижения проектных коэффициентов извлечения нефти становится актуальным вопрос о внедрении новых технологий разработки. Одним из вариантов является технология одновременно раздельной закачки воды в два пласта одной скважиной [50].
В системе ППД применяются низконапорные трубы МПТ диаметром 114 мм. Закачка по скважинам производится с помощью ЭЦН, установленных в скважинах. Такая система имеет ряд преимуществ по сравнению с аналогами: 1. Система трубопроводов до скважины находится под низким давлением (до 10 атм), вследствие чего нет необходимости устанавливать дорогие высоконапорные трубы; 2. Низкие риски порывов; 3. Низкая стоимость обустройства и ПНР (оборудование арендное); 4. Адресная закачка жидкости. Недостатками ЭЦН являются: 1. Повышенный расход электроэнергии; 2. Невысокий показатель МРП; 3. Дорогой ремонт ЭЦН. Если провести сравнительный анализ систем ППД по ряду других компаний, то в большинстве случаев применяются: высоконапорные трубы МПТ, толстостенные (стенки толщиной более 12 мм); система КНС. Такая система имеет ряд недостатков: 1. Большие риски порывов; 2. Трубопровод от КНС до скважины находится под высоким давлением (более 70 атм); 3. Большая стоимость обустройства такой системы; 4. Нет адресной закачки. Для обустройства месторождения под КНС для закачки высоконапорными трубопроводами необходимо: 1. Обустроить КНС с двумя насосами ЭЦН большой производительностью – стоимость от 5 млн руб.; 2. Обустроить систему трубопроводов высокого давления от KНC до скважин, в нашем случае 4 скважины общей протяженностью 3,5 км – стоимость от 15 млн руб. Предложенная система для Курмышского месторождения более экономична: 1. Обустроить систему трубопроводов низкого давления от КНС до скважин, в нашем случае 4 скважины общей протяженностью 3,5 км стоимость от 7 млн руб.; 2. Арендная плата за оборудование, 4 скважины – стоимость 288 тыс. руб. в год. Экономический эффект составляет более 10 млн руб. В данный момент проводятся опытные работы по внедрению насосов поршневого типа, что позволит нам уйти от недостатков ЭЦН, а именно: 1) сокращение потребления электроэнергии в среднем на 30 %, что составит около 1,4 млн руб. в год; 2) сокращение стоимости ремонтов в среднем на 400 тыс. руб. в год. Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод, что, внедряя насос поршневого типа, мы будем экономить 3,4 млн руб. в год. 2.2.2 Обоснование использования технологии внутрискважинного перепуска воды С использованием вод подземных источников изменились подходы к проектированию разработки нефтяных месторождений. Особенно это отразилось при разработке небольших месторождений, удаленных от существующих водозаборов. Появились новые технологические схемы заводнения пластов с использованием технологии внутрискважинного перепуска воды (ВСП) из водоносного горизонта в нефтеносный пласт. Особенностью технологии ВСП является то, что отбор подземной воды из водоносного пласта и закачка в продуктивный пласт осуществляются непосредственно в скважине, вследствие чего вода не контактирует с воздухом и не насыщается кислородом.
Технология ВСП рекомендуется к широкому внедрению на мелких месторождениях Татарстана. В частности, на многопластовых месторождениях рекомендуется принудительный внутрискважинный перепуск воды из водоносного горизонта (турнейского) в нефтеносный пласт (бобриковский, башкирский, верейский горизонты) с использованием специальной погружной насосной установки.
На рисунке 2.1 представлена схема оборудования, рассчитанная на эксплуатационную колонну диаметрами 146…168 мм. Для внутрискважинной перекачки воды из нижнего горизонта в верхний используется погружной ЭЦН на кабель-канате или на НКТ; установка может работать без протектора, так как электродвигатель имеет экранированную обмотку. Для разобщения пластов в схеме также применяется пакер с седлом.
Схема ВСП принудительного перетока воды «снизу-вверх» с использованием глубинного штангового насоса представлена на рисунках 2.2 и 2.3.
В соответствии с рисунком 2.1 вода из верхнего пласта поступает в насос и по колонне НКТ под давлением поднимается до устья, проходит через расходомер и далее по кольцевому пространству между НКТ и обсадной колонной поступает в нижний пласт.
По схеме на рисунке 2.2 вода из верхнего пласта поступает в насос. Из насоса вода через отверстия 6 попадает в кольцевую полость между насосом и обсадной колонной 1, и далее поступает в нижний пласт. Для разобщения пластов и защиты обсадной колонны от высокого давления применяются пакеры.
К недостаткам схем (рисунки 2.1 и 2.2) можно отнести отсутствие надежных устьевых сальников, для схемы (рисунок 2.1) – постоянное воздействие высокого давления на всю обсадную колонну выше пакера при закачке. Для схемы (рисунок 2.3) отсутствует практический учет закачиваемой воды.
Исследование влияния деэмульгаторов на водонефтяные эмульсии
На сегодняшний день, актуальной задачей является выбор наиболее эффективного реагента - деэмульгатора, обладающего наибольшей активностью при разрушении водонефтяных эмульсий в условиях месторождений Татарстана и Башкортостана.
Рассматриваемые реагенты деэмульгаторы Реком 118, 758 и Инекс 720 характеризуются как реагенты комплексного действия в системе «скважина -нефтепромысловый сбор», предназначены для обезвоживания и обессоливания высоковязких смолистых нефтей с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и могут быть рекомендованы для условий разработки месторождений Башкортостана.
Исследования наиболее эффективных деэульгаторов выполнены в химико-аналитической лаборатории Курмышского месторождения высоковязкой нефти при помощи ПАО «МАКойл». Проведено лабораторное тестирование деэмульгаторов серии Реком и Рекод на реальных водонефтяных эмульсиях. Объектом испытания реагентов является ДНС Курмышского месторождения. Краткая характеристика исследуемых реагентов Технические характеристики регентов деэмульгаторов представлены в таблицах 3.1-3.3. Деэмульгатор Рекод-118– предназначен для разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий с большим содержанием смол и парафинов. Обеспечивает высокую скорость отделения воды при температурах 18-20С и значительную глубину обезвоживания нефти при температурах 35-40С. Обладает свойствами ингибитора парафиноотложений, может применяться для переработки нефтешламов при добавлении их в процесс подготовки нефти. Применяется в ОАО «Юганскнефтегаз», АНК «Башнефть», ОАО «Татнефть», «ТНК-ВР», ОАО НК «Русснефть» НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Санеко», ОАО «Самаранефтегаз», ТОО «Ен Джин продакшн» (Казахстан), в малых нефтяных компаниях РТ.
Деэмульгатор Рекод-758 (марки А, М) - предназначен для разрушения эмульсий высокосернистых нефтей с большим содержанием смол и парафинов с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. Способствует быстрому выделению воды из эмульсий при температурах 5-10С и высокой степени обезвоживания нефти при температурах 30-60С.
Деэмульгатор Интекс 720М - предназначен для разрушения эмульсий высокосернистых нефтей с большим содержанием смол и парафинов с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. Применяется как на установках предварительного сброса воды при низких температурах, так и на установках подготовки нефти при нагревании до 30 60С.
В качестве реагента сравнения использовался деэмульгатор, применяемый в настоящее время для сбора и подготовки нефти на Курмышском месторождении ОАО «Макойл». Испытания проводились на необработанных деэмульгаторами эмульсиях. Краткая характеристика Курмышского месторождения приведена в таблице 3.3. Подготовка и анализ нефтяной эмульсии Нефтяная эмульсия, не обработанная деэмульгатором, анализировалась на наличие свободно отделяющейся воды, определялась общая обводннность, для чего проба эмульсии обрабатывалась химическим реагентом, термостатировалась (100С) и центрифугировалась. Общая обводннность пробы указывает на максимальный объм воды, отделения которого следует ожидать при выполнении испытаний.
Обоснование использования попутного газа для подготовки рабочего агента и увеличения притока нефти в скважину
В устройстве для подогрева рабочего агента продуктовый змеевик 2 и топочная камера 4 установлены в емкости 1 с теплоносителем, дымовая труба 10 установлена на коллекторе 7, крыша 3 установлена над емкостью 1 с теплоносителем, на которой закреплены расширительный бак 6 и площадка 8 обслуживания. Кроме того, в устройстве ящик 9 для газового оборудования закреплен сбоку от емкости 1 с теплоносителем, продуктовый змеевик 2 установлен в верхней части емкости 1 с теплоносителем и выполнен из труб, расположенных в поперечном сечении в шахматном порядке, топочная камера 4 состоит из входной трубы с установленной с ее торца горелкой 5, и пучка выходных труб, соединенных с коллектором 7, емкость с теплоносителем выполнена прямоугольной, устройство установлено на единой раме, вход компрессор 12 низкого давления соединен с трубопроводом подачи попутного газа из нефтедобывающих скважин (на чертеже не показан), а выход компрессора 12 низкого давления соединен с входом подачи топлива в горелку 5, вход дозатора 13 подачи реагента соединен с хранилищем реагента (на чертеже не показан), а выход дозатора 13 подачи реагента соединен с продуктовым змеевиком 2, а выход емкости 11 для жидкого топлива соединен с входом подачи топлива в горелку 5.
Разработанное техническое устройство для подогрева рабочего агента работает следующим образом. Попутный газ из затрубных пространств добывающих скважин (собираемый при помощи компрессора 12 низкого давления) или жидкое печное топливо (самотеком из емкости для жидкого топлива 11) поступает в горелку 5 и, перемешиваясь с воздухом, полностью сгорает в топочной камере 4. Образовавшиеся в процессе сгорания дымовые газы, проходя через топочную камеру 4, нагревают теплоноситель, заключенный в емкости 1 с теплоносителем, который, в свою очередь, нагревает транспортируемую среду (пластовую воду) в продуктовом змеевике 2 [53, 57].
Выполнение емкости 1 с теплоносителем прямоугольной позволяет сделать устройство более компактным и, вследствие этого, увеличивается длина продуктового змеевика 2, что позволяет увеличить поверхность теплообмена и производительность устройства. Кроме того, выполнение продуктового змеевика 2 из труб, расположенных в поперечном сечении в шахматном порядке, позволяет улучшить условия теплообмена и также повысить производительность устройства. Этот эффект усиливается и благодаря тому, что соединение труб продуктового змеевика 2 выполнено с полными отводами, что приводит к уменьшению гидравлических сопротивлений в нем, и, как следствие, также увеличивает производительность устройства. Соединение топочной камеры с коллектором в виде пучка труб приводит к увеличению поверхности теплообмена. Подача реагента в продуктовый змеевик, с помощью дозатора подачи регента, повышает коррозионную стойкость змеевика, а также оборудования нагнетательной скважины и способствует повышению нефтеотдачи.
Использование компрессора низкого давления 12 позволяет собирать газ из затрубных пространств добывающих скважин, что тоже влияет на повышение нефтеотдачи из-за отсутствия нарастания газовых шапок в скважинах, обеспечивая топливом комбинированную горелку 5 (работающую на газе среднего и низкого давления), установленную в предлагаемом устройстве, а также улучшается экологическая обстановка в районе нефтедобывающих скважин. Расход газа, поступающего на горелку, регулируется с помощью частотного преобразователя компрессора.
Таким образом, благодаря введению дополнительного арсенала технических средств достигается требуемый технический результат расширения функциональных возможностей устройства, поскольку обеспечивается нагрев водно-солевого раствора с учетом возможности использования попутного газа из нефтедобывающих скважин. При этом, введенный компрессор низкого давления, вход которого соединен с трубопроводом подачи попутного газа из нефтедобывающих скважин, а выход соединен с входом подачи топлива в горелку, позволяет обеспечить стабильную подачу газообразного топлива из добывающих скважин, что характеризуется нестабильностью давления и возможными перерывами, емкость для жидкого топлива, выход которой соединен с входом подачи топлива в горелку, позволяет обеспечить стабильность подогрева при нестабильном значении давления газа, а дозатор подачи реагента, вход которого соединен с хранилищем реагента, а выход соединен с продуктовым змеевиком, повышает коррозионную стойкость змеевика, а также оборудования нагнетательной скважины и способствует повышению нефтеотдачи при использовании подтоварной воды [57].
Разработанная техника и технология подогрева рабочего агента ППД позволяет повысить эффективность системы ППД в процессе разработки месторождения ВВН. Результаты исследования изменения вязкости нефтей Курмышского месторождения в поверхностных условиях в зависимости от изменения температуры приведены в таблице 4.1 и на рисунке 4.5.